Температура - потеря - текучесть
Cтраница 1
Температура потери текучести определяет способность нефтепродуктов течь при низких температурах. В процессе охлаждения нефтепродукта достигается температура, при которой некоторые компоненты застывают. При дальнейшем охлаждении продукт в конце концов полностью теряет текучесть. Температуру потери текучести принимают на 5 F выше точки, при которой продукт перестает течь. [1]
Депрессанты ( снижающие температуру потери текучести), подобные используемым для смазочных масел как в пункте 3 ( 6) выше. [2]
 |
Технико-экономические показатели процессов переработки природных битумов Атабаски. [3] |
Она характеризуется также низкой температурой потери текучести ( - 50 С) и высокой стабильностью. Цетановое число фракции может быть повышено за счет удаления ароматических углеводородов, но необходимые для этого процессы требуют применения очень жестких условий гидрогенизации. [4]
Предельная температура фильтруемости, температура потери текучести, температура помутнения должна быть равна ши ниже самой низкой ожидаемой температуры окружающей среды. [5]
Под температурой застывания подразумевают температуру потери текучести масла. Прибор для определения температуры застывания) ( рис. 7 - 5) состоит из стандартной стеклянной пробирки с мешалками 7, помещенной в другую пробирку-муфту 5, являющуюся воздушной баней. Обе пробирки вставляются в цилиндрический сосуд 3 с охлаждающей смесью. Пробирка 7 - химическая со сферическим дном высотой 1160Ш10 Мм и внутренним диаметром 20 1 мм. Сосуд 3 стеклянный, ф арфоровый или стальной цилиндрической формы высотой 160 мм и внутренним диаметром 120 мм. [6]
Кроме того, иногда замеряют температуру потери текучести. Затем снимают крышку с сосуда и, держа вертикально плоскую металлическую пластинку шириной около 19 мм таким образом, чтобы она касалась дна сосуда, проводят ею по маслу один раз от одной стенки до другой. При этом определяют интервал времени между началом прохождения стальной пластинки и затеканием дна образованной в масле канавки. Если этот промежуток времени составляет 10 сек или менее, то масло считается удовлетворительным - по своим низкотемпературным свойствам. В тех случаях, когда для заполнения канавки требуется более 10 сек, результаты испытания рассматриваются как неудовлетворительные. [7]
Нами была проверена температура кристаллизации и температура потери текучести для отработанной серной кислоты, содержащей бисульфат аммония, и органические примеси, предварительно укрепленной кислотой контактного производства до концентрация кислоты, обычно получаемой при башевном производстве. [8]
 |
Принципиальная схема лабораторного стенда для определения. [9] |
По полученным результатам можно судить не только о температуре потери текучести продукта, но и о характере процесса его застывания, что также представляет определенный научный и практический интерес. [10]
Для кислот с концентрациями 66, 76, 79 % температура кристаллизации совпадает с температурой потери текучести и находится в интервале от - 14 до - ( 16 5 С, что значительно выше, чем для технической серной кислоты, как видно из рисунка. [11]
Для улучшения условий применения редукторных масел, а также для уменьшения их вязкости и снижения температуры потери текучести в условиях холодной погоды используют различные легкие растворители. В настоящее время применяют растворители двух типов-нефтяные продукты прямой перегонки и хлорированные соединения. Наиболее часто применяемыми нефтяными растворителями являются уайт-сп ирит, керосин или легкие дистилляты. Что касается хлорированных растворителей, то в этом случае выбор зависит от их стоимости и степени летучести. [12]
Техническая серная кислота в интервале концентраций 60 - 76 % ( по массе) застывает при температуре ниже - 25 С, при этом температура потери текучести совпадает с температурой кристаллизации. Наличие бисульфата аммония и органических примесей обуславливает сдвиг температуры кристаллизации кислоты, что очень важно при ее транспортировании. [13]
Температурная кривая коэффициента термического расширения жетыбайской нефти имеет один максимум в области 35 С, видимо, соответствующий максимальному значению межфазной поверхности мелкокристаллического дисперсного парафина, и поэтому обработку этой нефти депрессаторами в целях снижения температуры потери текучести следует проводить при 35 С или при более высокой температуре. [14]
 |
Типичные приблизительные характеристики, свойства и бензиновый потенциал различных типов сырых нефтей.| Морская скважина природного газа, расположенная на. [15] |
Страницы: 1 2